Die Verflüssigung verbrennt 8–12% des verschifften Gases: Kompressorantriebe dominieren, mit Abfackelung und Methanschlupf als Reputationsmultiplikatoren. Die EU-Methanverordnung und CO2-Intensitätsklauseln der Käufer machen die CI der Ladung zu einem Preisunterscheidungsmerkmal.
| Jahr | Kostenlose Zuteilung (EU) | Zahlungspflichtige CO2-Kosten | Jahresrechnung (pro 100.000 t LNG) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 97.5% | €0.60 / t LNG | €60,008 |
| 2030 | 51.5% | €11.64 / t LNG | €1,164,146 |
| 2034 | 0.0% | €24.00 / t LNG | €2,400,300 |
At EUA €80.01 (July 13, 2026) and ≈0.25–0.35 t CO2/t LNG (liquefaction; IGU range). EU ETS industry schedule; exporters under CBAM follow the mirrored phase-in. Power sectors pay 100% from day one.
Indikatives Reduktionspotenzial jeder Maßnahme gegenüber dem relevanten Emissionsanteil (Quellen: IEA-Industrie-Roadmaps, Branchenverbände — siehe jede Maßnahmenseite). Maßnahmen stapeln sich, addieren sich aber nicht einfach.
Thermoölkreisläufe, Regeneriergas-Erhitzer und Versorgungskessel sind die dämmbare Ecke von LNG — bescheiden in %, aber absolut groß bei Anlagen im Weltmaßstab. Golf- und US-Anlagen, die nach Europa verkaufen, zertifizieren zunehmend die CO2-Intensität der Fracht: jedes eingesparte GJ verbessert das Zertifikat.
Methode: ASTM-C680-/ISO-12241-Oberflächenenergiebilanz — dieselbe Engine wie unser öffentliche Rechner. Typischer Effekt abnehmbarer Dämmung über Hochtemperatur-Anlagen: 2–5% des brennstoffbedingten CO2, Amortisation bis zu 2 Jahre.
Direktemissionsintensitäten, typische veröffentlichte Werte je Branchenseite — die Einheiten unterscheiden sich je Produkt; siehe jede Seite für Quellen.
